Основы нефтегазового производства

Месторождение открыто в N году, в промышленной эксплуатации залежь пласта X находится с 1 года. Имеет сложное геологическое строение и включает в себя 6 поднятий. Согласно проектному документу, анализируемый пласт

X 1 купола вводится в разработку с N года на упруговодонапорном режиме. Утвержденные начальные извлекаемые запасы (НИЗ) – 38226 тыс. т, КИН – 0,55.

Консорциум « Н е д р а »

течение всей стадии залежи и ее обустройством, среднесуточный дебит 1 скважины по нефти на конец стадии возрос до

56,5 т/сут. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть, но в связи с условиями, рассмотренными ниже,

добыча воды из пласта X началась уже на первой стадии разработки. В 11 году начато заводнение, и на первой стадии разработки месторождения закачка воды равна 1-2904 тыс. м3. На конец стадии обводнённость – 14,3% вес., выработка от НИЗ – 30,4%. Количество действующих добывающих скважин – 118, нагнетательных 33.

2 стадия, 18-22 г: стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 21 году – 2657 тыс.т. Темп отбора от НИЗ в среднем составил 6,8%. Количество действующих добывающих скважин несколько снизилось до 103 штук. Среднесуточные дебиты одной скважины составляют 65,5-72,3

т/сут. Увеличение годовой добычи нефти достигнуто за счёт разбуривания проектного и резервного фонда скважин в оставшихся частях месторождения. На второй стадии разработки месторождения закачка воды равна 3188-3797 тыс. м3.

На конец стадии обводнённость – 37,2% вес., выработка НИЗ – 64,5 %. На конец стадии было добыто 24647 тыс. т нефти и 30548 тыс. т жидкости.

3 стадия, 23-32 г: падающей добычи нефти, характеризуется плавным падением годовой добычи нефти с 2365 до

440 тыс. т, значительным ростом обводненности до 90 % вес.

Консорциум « Н е д р а »

За счет перевода на вышележащие горизонты высокообводнившихся скважин, разбуривания неразрабатываемых участков, вывода скважин из пьезометрического и бездействущего фонда, фонд добывающих скважин практически не снижается и на конец стадии составляет 114 единиц, что наряду с переводом нескольких скважин в периодическую эксплуатацию, а также с увеличением закачки до 4113 тыс. м3, способствовало максимизации добычи жидкости до 4754

тыс. т. Фонд нагнетательных скважин в 32 году максимален и составляет 59 скважин.

Промысловый анализ показал также, что извлечение нефти сопровождается подъемом водонефтяного контакта

(ВНК), наличием зон низкой и высокой продуктивности. На конец стадии выработка НИЗ – 94,7 %, темп отбора – 1,1%,

обводнённость – 90% вес., закачано воды – 64847 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 36198 тыс. т, жидкости – 74908

тыс.т.

4 стадия, с 33 года по настоящее время: завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти с 349 до 169 тыс. т и увеличение обводненности до 91,9 % вес. Темп отбора 0,9 – 0,4 % от НИЗ. Годовая закачка постепенно снижается до 1626 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 38455 тыс. т, жидкости –

103644 тыс.т. Фонд добывающих скважин на конец 42 года – 108, нагнетательных – 39.

Разработка пласта X будет вестись до предела рентабельности, что соответствует обводненности 95% вес.

Консорциум « Н е д р а »

Для рассматриваемого пласта X основные причины обводнения, на первой стадии разработки до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД – закачки воды), делятся на две большие группы:

техническая и геолого-физическая и технологическая.

К техническим причинам обводнения в основном относятся:

-нарушение герметичности эксплуатационной колонны из-за коррозии, она вызвана достаточно высоким содержанием серы в нефти (массовое содержание серы 2,8 %);

-заколонная циркуляция в интервале продуктивных пластов;

-нарушение технологии при разбуривании цементных мостов.

К геолого-физическим и технологическим причинам относятся:

- наличие широких водонефтяных зон от 100 до 300 м (ВНЗ);

Несмотря на это, промысловые данные показывают, что в условиях относительно однородного пласта запасы водонефтяной зоны также участвуют в разработке. Поскольку закачка воды в пласт начата только в 16 г., одним из главных факторов, влияющим на обводнение скважин на начальном этапе, является активность водонапорной системы

(ВНЗ занимает почти 62%).

Консорциум « Н е д р а »

Также причиной обводнения является повышенная вязкость нефти (6,7 мПа·с), за счет чего вода с вязкостью примерно 1 мПа·с быстрее поступает к забою добывающих скважин, что приводит к явлению конусообразования.

Определение эффективности разработки по косвенным показателям

Косвенно о высокой эффективности разработки говорит тот факт, что при текущем значении обводненности 91,9 %

вес. степень выработки составляет 100,6 %. В сложившихся условиях возможно спрогнозировать превышение проектного значения КИН, так как проектное значение НИЗ уже выработано, в ближайшее время будет достигнут предел рентабельности по обводненности (95%), а накопленная добыча нефти при этом превысит проектные значения.

Определение типа выработки запасов.

Очевидно, что рассматриваемый пример относится к первому типу выработки запасов. Об этом свидетельствует сохранение отбора жидкости из скважин на протяжении третьей и четвертой стадий, начиная с 19 года разработки.

Также наблюдается следующая динамика обводнения:

- вода начинает добываться в относительно короткий интервал времени после начала эксплуатации уже на 4 году разработки и происходит медленное нарастание обводненности;

Консорциум « Н е д р а »

- скважины работают с водой в течение многих лет, и вместе с нефтью добывается большое количество пластовой воды, что подтверждается стабильностью фонда добывающих скважин с 14 года по настоящее время – порядка 110

скважин.

Так как для данного типа выработки запасов характерно преобладание горизонтального подъема ВНК, происходит опережающее продвижение ВНК по подошве пласта, при этом вследствие неоднородности залежи по напластованию могут образовываться невыработанные продуктивные интервалы. Для подключения их к разработке может понадобиться проведение ремонтно-изоляционных или иных видов водоизоляционных работ (закачка гелеобразующих композиций, резиновой крошки, щелочных растворов и т.п.) по отключению (изоляции) наиболее обводнившихся прослоев, и дополнительной перфорации (перестрел) пропластков с остаточной нефтенасыщенностью. Наличие невыработанных пропластков может быть определено по результатам проведения специальных геофизических и гидродинамических исследований скважин, которые можно проводить при остановке скважин на ремонт.

1.В каких весовых единицах измеряется добыча?

Добыча измеряется в тоннах или в тысячах тонн (за значительный период времени).

2.Дайте определение дебита скважины, в каких единицах он измеряется?

Консорциум « Н е д р а »

Количество добытой нефти, газа, жидкости или воды из одной скважины объекта, отнесенное к временному периоду, за который оно было извлечено, называется дебитом скважины (qH, qГ, qВ, qЖ) и измеряется в м3/сут или т/сут.

Всистеме СИ дебит скважины измеряется в м3/с.

3.Дайте определение понятия обводненности залежи?

Обводненность добываемой продукции характеризует долю воды в общем потоке скважинной продукции,

измеряется в % или долях единицы. Представляет собой отношение объема добываемой воды к объему добываемой жидкости (объемная) или газожидкостной смеси (для газовых залежей), также может быть весовой (отношение добываемых масс воды и жидкости): Fв=Qв/Qж·100%.

4.Что характеризует и как может использоваться газовый фактор?

Газовый фактор – это объем добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, приходящего на одну тонну нефти (м3/т) или кубометр нефти (м3/ м3): Гф=Qг/Qн.

5.Что такое и как определяется нефтесодержание?

Для нефтяной залежи обратным обводненности является показатель нефтесодержания, который характеризует долю нефти в общем потоке скважинной продукции, также измеряется либо в объемных и весовых % или долях единицы, его можно определить как: Fн=100%-Fв.

6. Приведите зависимости для расчета конечной и текущей нефтеотдачи, в чем их принципиальное

различие?

Нефтеотдача или коэффициент извлечения нефти (КИН) – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Текущая нефтеотдача – отношение

Консорциум « Н е д р а »

количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки к первоначальным (геологическим) запасам

Qгеол: КИНтек=∑Qн/Qгеол.

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти за весь период разработки (извлекаемые запасы

Qизвл) к первоначальным (геологическим) запасам. Измеряется в долях единиц: КИН=Qизвл/Qгеол.

7.Приведите особенности показателей разработки газовой залежи?

Для газовых и газоконденсатных залежей вводятся аналогично п. 6 коэффициенты текущей и накопленной газоотдачи (КИГ).

Аналогично п. 5 может быть определена доля газа в общем объеме газожидкостной смеси поступающей из скважины, однако необходимо учитывать, что жидкость может представлять собой не только пластовую воду, но и смесь пластовой воды с попутно добываемой нефтью.

При разработке газовой залежи попутной будет добыча нефти.

8.Дайте определение приемистости нагнетательных скважин.

Аналогично дебиту добывающих скважин, для скважин, используемых для закачки агентов (нагнетательных скважин) используется показатель приемистость, который показывает количество воды, закачиваемое в одну скважину за определенное время, измеряется в м3/сут.

9. Как перевести добычу и дебит жидкости из тонн в м3, какие для этого необходимо знать свойства

воды и нефти?

Для перевода добычи из тонн в поверхностных условиях в м3 в пластовых условиях удобно использовать

следующие зависимости:

Консорциум « Н е д р а »